周 丹， 熊旭東， 何軍榜， 董 波， 賀 勇

（1. 中國石油新疆油田分公司百口泉采油廠，新疆克拉瑪依 834000；2. 中國石油新疆油田分公司工程技術(shù)處，新疆克拉瑪依834000；3. 新疆克拉瑪依市井下作業(yè)公司，新疆克拉瑪依 834000）

新疆油田三疊系油藏縱向上百口泉組（T1b）、克拉瑪依下組（T2k1）和克拉瑪依上組（T2k2）等3 套主力含油層系疊置，累計(jì)動用地質(zhì)儲量6 214.93×104t，為新疆最大的礫巖II 類油藏。該油田X 區(qū)塊百口泉組油藏1979 年投入開發(fā)，2005 年進(jìn)入高采出程度（21.8%）、高含水含水階段，油藏水竄嚴(yán)重，產(chǎn)量遞減程度逐年加大，年產(chǎn)油量不斷降低。為提高油井產(chǎn)量，最初采取大套籠統(tǒng)壓裂，后期采取機(jī)械隔離分段壓裂和細(xì)分層段壓裂[1]，雖然措施精細(xì)程度越來越高，但常規(guī)儲層采出和改造程度高，同時(shí)受制于井況變差、儲層非均質(zhì)程度高等問題，改造措施有效率不高，單井增產(chǎn)難度很大。

針對老井重復(fù)壓裂或分層壓裂，J. L. Elbel 等人[2]提出了轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)，也稱為堵老縫造新縫壓裂技術(shù)，主要包括轉(zhuǎn)向壓裂機(jī)理、選井選層、裂縫模擬、暫堵材料、現(xiàn)場施工工藝和壓裂后評估等方面，但該技術(shù)進(jìn)展緩慢。國內(nèi)郭大立等人[3]最早開展了該技術(shù)研究，在長慶、新疆、中原等油田進(jìn)行了應(yīng)用，取得較好的應(yīng)用效果，并得到了迅速發(fā)展[4-6]。

筆者根據(jù)致密油體積壓裂技術(shù)思路[7-9]，研制了高強(qiáng)度水溶性暫堵劑，通過多級轉(zhuǎn)向壓裂產(chǎn)生平面復(fù)雜縫，形成主裂縫和分支縫結(jié)合的裂縫網(wǎng)絡(luò)，溝通儲層更多滲流通道，增大油層泄油面積，提高縫控可采儲量，實(shí)現(xiàn)儲層有效動用。多級轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)在新疆油田X 區(qū)塊應(yīng)用后，措施井年產(chǎn)油量遞減率由48.2%降至37.8%。多級轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)使難動用儲量轉(zhuǎn)變?yōu)榭蓜佑脙α?，提高了儲層的采收率?/p>

1 多級轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)原理

壓裂施工過程中，實(shí)時(shí)向地層中加入暫堵劑，流體遵循向阻力最小方向流動的原則[10]，暫堵劑進(jìn)入地層中的裂縫或高滲透層，在高滲透帶產(chǎn)生濾餅橋堵，可以形成高于裂縫破裂壓力的壓差，后續(xù)流體不能進(jìn)入裂縫和高滲透帶，使壓裂液進(jìn)入高應(yīng)力區(qū)或新裂縫，促使新縫的產(chǎn)生和支撐劑的鋪置發(fā)生變化[11-12]，從而達(dá)到以下效果：1）開啟原來凈壓力難以開啟的微裂縫；2）可以形成新的分支裂縫。在主裂縫周邊產(chǎn)生大量的微裂縫和分支縫，從而形成復(fù)雜的網(wǎng)格裂縫，實(shí)現(xiàn)體積改造的目的（見圖1）。暫堵劑在施工完成后可以溶于地層水或壓裂液，不會對地層產(chǎn)生污染。

圖 1 多級轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)Fig.1 Multi-stage deflective fracturing technology

2 多級轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)研究

為了克服制約新疆油田X 區(qū)塊常規(guī)壓裂的儲層因素，需采用暫堵轉(zhuǎn)向工藝，配合使用高強(qiáng)度暫堵材料，最大程度實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)的復(fù)雜化，修復(fù)老裂縫的導(dǎo)流能力，并形成新裂縫，溝通剩余油氣儲量。因此，開展了暫堵轉(zhuǎn)向起裂機(jī)理研究，研制了高強(qiáng)度水溶性暫堵劑，研究形成了多級轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)。

2.1 暫堵轉(zhuǎn)向起裂機(jī)理

巖石在水力壓裂作用下，有3 種裂紋開裂模式：張開型、滑開型和撕開型（見圖2）[13]。這3 種開裂模式中，前者屬于拉伸破壞，后兩者屬于剪切破壞。水力壓裂形成裂縫的過程，具體是拉伸破裂還是剪切破裂取決于原始地應(yīng)力和巖石的特性。巖體裂紋的擴(kuò)展是一個(gè)裂紋尖端脆性斷裂的過程，裂紋擴(kuò)展準(zhǔn)則選擇臨界應(yīng)力準(zhǔn)則，且假設(shè)裂紋形成和延伸的方向與最大水平主應(yīng)力方向一致。

圖 2 壓裂裂紋開裂模式Fig.2 Initiation mode of induced fracture

2.1.1 產(chǎn)生剪切破裂的力學(xué)條件

對于低滲透儲層，當(dāng)最大最小水平主應(yīng)力之差較小時(shí)，利用大排量施工，提高裂縫內(nèi)凈壓力，使之大于最大最小水平主應(yīng)力之差，在裂縫延伸過程中具備了偏轉(zhuǎn)條件，當(dāng)主裂縫延伸遇阻，縫內(nèi)凈壓力逐漸升高，達(dá)到一定程度便可改變原有裂縫的延伸方向，產(chǎn)生剪切裂縫。凹凸不平的裂縫面錯(cuò)位支撐，閉合后仍能保留一定縫隙，具有一定的導(dǎo)流能力。

根據(jù)巖石楊氏模量判斷巖石能否發(fā)生剪切破裂的標(biāo)準(zhǔn)為：1）楊氏模量不小于34.5 GPa，巖石發(fā)生剪切破裂；2）楊氏模量為7.0～34.5 GPa 時(shí)，巖石部分發(fā)生剪切破裂；3）楊氏模量小于7.0 GPa 時(shí)，巖石不會發(fā)生剪切破裂。

剪切滑移的應(yīng)力條件為：縫內(nèi)凈壓力大于最大最小水平主應(yīng)力之差時(shí)，將導(dǎo)致裂縫面粗糙和剪切偏移，從而提高剩余裂縫的導(dǎo)流能力，不連續(xù)條件下剪切位移能引起裂縫斷面不閉合。

剪切破裂滿足以下關(guān)系式：

其中

式中： p 為剪切力，MPa， p<σh； α為剪切破裂面與最大水平主應(yīng)力方向的夾角，（°）；（r, θ）為某點(diǎn)的極坐標(biāo)；φ 為巖石內(nèi)摩擦角，（°）； σc為巖石單軸抗壓強(qiáng)度，MPa； Lf為裂縫長度，m； σh為最小水平主應(yīng)力，MPa； ν為泊松比。

2.1.2 分支裂縫的產(chǎn)生條件

根據(jù)新疆油田X 區(qū)塊克拉瑪依下組和克拉瑪依上組的巖石力學(xué)試驗(yàn)結(jié)果，計(jì)算得到克拉瑪依下組和上組的最大最小水平主應(yīng)力差分別為15.64 和6.63 MPa，2 個(gè)地層的最大最小水平主應(yīng)力之差均較大，裂縫轉(zhuǎn)向延伸困難。

根據(jù)儲層最大最小水平主應(yīng)力之差與裂縫延伸凈壓力的關(guān)系[14-15]，裂縫延伸的凈壓力要大于最大最小水平主應(yīng)力之差與巖石抗張強(qiáng)度之和（即2 次破裂壓力之差），才能形成主裂縫和分支裂縫相組合的“網(wǎng)絡(luò)”裂縫（要求水平應(yīng)力差不超過30%）。

產(chǎn)生的分支裂縫須滿足以下關(guān)系：

式中：pf為井底破裂壓力，MPa；p0為孔隙流體壓力，MPa；σH為最大水平主應(yīng)力，MPa；σf為巖石抗張強(qiáng)度，MPa； φc為巖石觸點(diǎn)的孔隙度； φ為巖石孔隙度。

2.1.3 裂縫起裂延伸機(jī)理

轉(zhuǎn)向壓裂新裂縫的延伸過程為：1）轉(zhuǎn)向壓裂新裂縫先在應(yīng)力轉(zhuǎn)向區(qū)內(nèi)垂直于初始裂縫縫長方向穩(wěn)定延伸至應(yīng)力各向同性點(diǎn)；2）超過應(yīng)力轉(zhuǎn)向區(qū)后，轉(zhuǎn)向壓裂新裂縫將逐漸轉(zhuǎn)向到垂直于最小水平應(yīng)力方向上的延伸；3）轉(zhuǎn)向壓裂新裂縫轉(zhuǎn)向到垂直于最小水平主應(yīng)力方向上的穩(wěn)定延伸。裂縫的起裂延伸方式取決于水平應(yīng)力差系數(shù)[16]：

研究表明：水平應(yīng)力差系數(shù)為0～0.1 時(shí)，水力裂縫表現(xiàn)為多方向多條裂縫同時(shí)起裂延伸；水平應(yīng)力差系數(shù)為0.1～0.3 時(shí)，地應(yīng)力的控制作用逐漸增強(qiáng)，多裂縫現(xiàn)象減弱，裂縫在延伸過程中可能出現(xiàn)分叉延伸現(xiàn)象；水平應(yīng)力差系數(shù)大于0.3 時(shí)，裂縫沿垂直最小水平主應(yīng)力方向延伸，水力壓裂形成單一裂縫。

2.2 暫堵劑的研制與性能評價(jià)

暫堵轉(zhuǎn)向用可降解材料及配套的轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)已成為儲層酸化、壓裂改造技術(shù)發(fā)展新方向[17-18]，但國內(nèi)的暫堵劑存在溶解時(shí)間較長、溶解程度不高、耐壓強(qiáng)度低等問題，無法滿足儲層高效改造的要求，因此需要研制高強(qiáng)度水溶性暫堵劑。

根據(jù)暫堵劑材料的溶解試驗(yàn)、強(qiáng)度測試及暫堵劑材料對儲層滲透率的傷害測試結(jié)果，采用水溶性較好的聚乙烯醇作為酸化可降解暫堵材料及中低溫條件下的壓裂可降解暫堵材料，其與對苯二甲酸二甲酯（DMT）、間苯二甲酸二甲酯-5-磺酸鈉（SIPM）、1,2-丙二醇（PDO）等進(jìn)行酯交換-縮聚反應(yīng)，最終制備了GPZD-XA 系列高強(qiáng)度水溶性暫堵劑。該暫堵劑的酯交換反應(yīng)是基于酯化反應(yīng)的可逆性進(jìn)行的，酯交換反應(yīng)中的醇與酯溶液中少量的游離酸進(jìn)行酯化反應(yīng)，新的酯化反應(yīng)生成新的酯和新的醇。水溶性聚酯合成過程中，通過加入一定量的二元醇進(jìn)行共縮聚反應(yīng)，使大分子鏈規(guī)整性降低，變成非結(jié)晶的或殘留少量結(jié)晶的聚合物，從而提高聚合鏈的柔順性，降低聚合物的熔點(diǎn)、玻璃化溫度及結(jié)晶度等。因此，GPZD-XA 系列水溶性暫堵劑具有強(qiáng)度高、可溶性好和易返排的特點(diǎn)。

GPZD-XA 系列高強(qiáng)度水溶性暫堵劑分為顆粒和粉末暫堵劑：顆粒暫堵劑粒徑為1.0～3.0 mm，可封堵裂縫縫口；粉末暫堵劑粒徑為20/60 目，可封堵裂縫遠(yuǎn)端。兩者其他性能參數(shù)相同，密度為1.0～1.4 kg/L，抗壓強(qiáng)度大于40 MPa，溶解時(shí)間2～48 h可調(diào)，溶解率大于98%，進(jìn)入地層的水溶性暫堵劑在地層條件下溶解于水，壓裂施工結(jié)束后失去堵塞作用，不會給返排或解堵帶來困難。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

2016—2019 年，新疆油田X 區(qū)塊134 口井應(yīng)用了多級轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)，總有效率達(dá)到93.3%，平均單井日增油量4.1 t，為常規(guī)壓裂井增油量的2.0 倍，有效期較常規(guī)壓裂井延長50%。X 區(qū)塊采收率提高2.51 百分點(diǎn)，可采儲量增加269.3×104t，為低滲透難采儲層開發(fā)提供了技術(shù)支撐。

新疆油田X 區(qū)塊J 井是第一口進(jìn)行多級轉(zhuǎn)向壓裂的油井，該井采用注水泥固井套管射孔完井方式，油層套管為φ139.7 mm×7.72 mm N80 套管，固井質(zhì)量合格。2004 年8 月，該井克拉瑪依組初期試油效果差，2007 年1 月不產(chǎn)油長期關(guān)井，累計(jì)產(chǎn)油量961 t，累計(jì)產(chǎn)水量226 m3，累計(jì)生產(chǎn)時(shí)間342 d。

2015 年9 月，根據(jù)含油系數(shù)確定J 井的Ⅰ類油層，先對老縫重復(fù)壓裂一次，再加入顆粒暫堵劑，封堵老縫縫口，重點(diǎn)改造I 類油層；最后投入粉末暫堵劑，在新縫內(nèi)形成分支縫。通過調(diào)整施工參數(shù)達(dá)到設(shè)計(jì)要求[19-22]，設(shè)計(jì)縫長140 m。該井壓裂施工時(shí)注入地層總液量421.4 m3，支撐劑用量65 m3，最高砂比38.5%，施工泵壓36～46 MPa，施工排量3.5～3.6 m3/min，壓裂施工曲線如圖3 所示。

圖 3 J 井壓裂施工曲線Fig.3 Fracturing operation curve of Well J

從圖3 可以看出，投入暫堵劑后，在施工排量相近的情況下，地面施工壓力上升明顯，微地震監(jiān)測結(jié)果表明，該井投入顆粒暫堵劑后轉(zhuǎn)向形成一條新的分支縫；同時(shí)，投入粉末暫堵劑后形成4 條微裂縫，微裂縫單翼長約66.00 m，主裂縫單翼長125.00 m。截至2019 年1 月，該井已生產(chǎn)1 188 d，累計(jì)增油量7 230.9 t，平均日增油量6.08 t，增產(chǎn)效果顯著，日增油量為常規(guī)壓裂井的3.0 倍，有效期比常規(guī)壓裂井延長了66.7%。

4 結(jié) 論

1）多級轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)通過壓開新的分支裂縫或溝通更多微裂縫，增大油層泄油面積，為進(jìn)一步提高新疆油田X 區(qū)塊采收率探索了一條新途徑，并為同類油藏剩余油挖潛提供了一種新的技術(shù)思路。

2）多級轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)在一定程度上解決了新疆油田X 區(qū)塊井網(wǎng)適應(yīng)性差的問題，促使壓裂裂縫向注水水線靠近，解決了因油井注水長期不見效或見效差導(dǎo)致的無法建立注水壓力驅(qū)替系統(tǒng)的問題。

3）多級暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)為油層跨度大、薄互層發(fā)育和常規(guī)分層壓裂技術(shù)無法充分改造的低品位油藏的高效開發(fā)提供了技術(shù)支持。